Sản lượng khai thác dầu khí sụt giảm: Giải pháp nào ứng phó?

Với sản lượng khai thác dầu khí liên tục sụt giảm qua các năm, từ mức 16,9 triệu tấn vào năm 2015 xuống còn 9,7 triệu tấn vào năm 2020, nguồn thu ngân sách Nhà nước từ dầu khí sẽ ngày càng thu hẹp, nếu như không có các giải pháp ứng phó.

Khai thác dầu khí tại giàn CNTT-3 mỏ Bạch Hổ. Ảnh tư liệu: Huy Hùng/TTXVN

Tìm kiếm, thăm dò và khai thác đều vướng

Theo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), phần lớn các mỏ dầu khí đang khai thác ở Việt Nam đều được đưa vào khai thác trong giai đoạn từ 1986 – 2015. Trong đó, các mỏ có đóng góp sản lượng lớn đều đã khai thác được 15 – 35 năm, đang ở giai đoạn khai thác cuối đời mỏ, độ ngập nước cao và tiếp tục tăng liên tục theo thời gian. Độ ngập nước trung bình của các mỏ này hiện đã ở mức 50% – 90% dẫn đến sản lượng suy giảm tự nhiên khoảng 15% – 25%/năm. Đây cũng là thực tế chung ở giai đoạn cuối đời của các mỏ trên thế giới.

Trong khi đó, các cơ chế, chính sách liên quan tới hoạt động dầu khí trước đây không còn phù hợp với điều kiện hiện nay càng khiến cho hoạt động tìm kiếm thăm dò, gia tăng trữ lượng dầu khí bị sụt giảm rất nhiều so với giai đoạn trước, dẫn đến đà suy giảm sản lượng khai thác.

Theo thống kê từ năm 2015 đến nay, sản lượng khai thác dầu trong nước liên tục sụt giảm, từ mức 16,9 triệu tấn vào năm 2015 xuống còn 15,2 triệu tấn vào năm 2016; 13,4 triệu tấn vào năm 2017; 12 triệu tấn vào năm 2018; 11 triệu tấn vào năm 2019 và 9,7 triệu tấn vào năm 2020. Theo dự báo, sản lượng khai thác dầu khí tiếp tục giảm trong các năm tiếp theo.

Để hạn chế mức độ suy giảm sản lượng tự nhiên từ các giếng hiện hữu, nhiều giải pháp ứng phó đã được áp dụng kịp thời vào hoạt động khai thác. Theo đó, PVN và các nhà thầu đã khoan bổ sung các giếng khoan đan dày. Tuy nhiên, với số lượng giếng khoan đan dày rất hạn chế và sản lượng thường không cao nên giải pháp ứng phó trước mắt này chỉ đóng góp dưới 10% sản lượng chung của cả mỏ.

Bên cạnh đó, giải pháp sửa chữa, can thiệp giếng, nâng cao và tối ưu hệ số sử dụng thiết bị cũng được triển khai tích cực, nhưng cũng chỉ đóng góp cao nhất là 2% sản lượng của toàn mỏ.

Trong nhiều năm qua, PVN cũng tập trung đầu tư nghiên cứu khoa học, đẩy mạnh hoạt động sáng kiến, sáng chế với nhiều giải pháp kỹ thuật – công nghệ tiên tiến, sử dụng thiết bị công nghệ hiện đại áp dụng vào sản xuất để nâng cao hệ số thu hồi dầu.

Tại Liên doanh Dầu khí Việt Nga Vietsovpetro, doanh nghiệp đã áp dụng giải pháp bơm ép nước để bảo tồn áp suất vỉa, tăng hệ số thu hồi dầu khí từ 18% lên trên 40% và là hệ số thu hồi cao nhất trên thế giới với khai thác dầu thân đá móng.

PVN cho biết, cùng với các nguyên nhân khách quan khiến sản lượng khai thác dầu khí sụt giảm theo năm, kế hoạch khai thác khí của PVN cũng sẽ giảm trong năm tới do tình hình tiêu thụ khí khó khăn, nhất là tiêu thụ khí cho sản xuất điện giảm mạnh, trong khi 80% tổng sản lượng tiêu thụ khí của PVN phục vụ cho điện.

Trong 9 tháng của năm 2021, huy động khí cho điện chỉ bằng 72% so với cùng kỳ và bằng 70% kế hoạch của PVN. So với kế hoạch của Bộ Công Thương giao, huy động khí Đông Nam bộ chỉ đạt khoảng 84%, khí Tây Nam bộ khoảng 70% so với cùng kỳ. Việc giảm huy động khí cho phát điện đã ảnh hưởng đến sản lượng khai thác dầu thô khi khí đồng hành tại các mỏ khai thác dầu không được huy động.

Do kế hoạch sản lượng khai thác dầu khí hàng năm ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả kinh doanh và dòng tiền của dự án cũng như từng nhà thầu tham gia. Vì vậy, kế hoạch sản lượng khai thác của từng lô hợp đồng dầu khí luôn được xem xét kỹ lưỡng, thận trọng từ cấp chuyên gia tới cấp quản lý của người điều hành, cấp quản lý của các bên tham gia và cuối cùng là của PVN.

Thêm vào đó, hoạt động dầu khí nói chung và đặc biệt hoạt động dầu khí ngoài biển có nhiều rủi ro bao gồm: rủi ro về địa chất, điều kiện thời tiết… dẫn đến sản lượng khai thác thực tế có những thay đổi so với kế hoạch.

Vì vậy, cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí cũng cho phép thay đổi giữa kế hoạch được phê duyệt và sản lượng thực tế ở mức 10%.

Cần cơ chế phù hợp

Để hoàn thành các chỉ tiêu thăm dò khai thác dầu khí giai đoạn 2020 – 2025, các giải pháp về kỹ thuật – công nghệ, tài chính – đầu tư, cơ chế – chính sách, tổ chức và đào tạo đã và đang được PVN triển khai đồng bộ.

Tuy nhiên, với tình trạng các mỏ đang khai thác trên đà suy giảm, giải pháp duy nhất vẫn là phát triển các mỏ mới để đưa vào khai thác nhằm duy trì sản lượng khai thác dầu khí, trong đó đầu tư hơn nữa vào tìm kiếm thăm dò, nâng cao trữ lượng dầu khí mới cho các năm tiếp theo.

Tuy nhiên, với tỷ lệ thành công của các giếng khoan tìm kiếm thăm dò chỉ ở mức 20%, trong khi quy trình, thủ tục phê duyệt dự án thăm dò khai thác lại chưa phù hợp với đặc thù này nên doanh nghiệp nhà nước và doanh nghiệp có vốn nhà nước như PVN cũng như đơn vị thành viên là Tổng Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí Việt Nam (PVEP) gần như không thể triển khai các dự án thăm dò khai thác.

Vì vậy, PVN kiến nghị Chính phủ có cơ chế để PVN xây dựng chiến lược, kế hoạch 5 năm và kế hoạch hàng năm, phù hợp với nhu cầu thực tế; đồng thời, cho phép PVN có thể phê duyệt các dự án thăm dò khai thác không phụ thuộc vào mức vốn đầu tư của dự án như nhiều nước trong khu vực đang áp dụng.

Ông Vũ Quang Nam, Phó chủ nhiệm Câu lạc bộ doanh nghiệp dầu khí cho biết: Theo thống kê của ngành dầu khí thế giới, chi phí tìm kiếm thăm dò một giếng dầu thường mất khoảng 10 – 15 triệu USD, trong khi khoan từ 6 – 10 giếng nếu thành công 1 giếng thì coi như thắng lợi. Do vậy, việc xây dựng cơ chế ngân sách để lại phù hợp cho đầu tư tìm kiếm thăm dò là căn cứ quan trọng để hoạt động nhiều rủi ro này có thể thực hiện.

Cùng theo ông Nam, trước đây khi khai thác xong dầu khí, Chính phủ sẽ trích thẳng 10 – 15% nguồn thu để lại cho hoạt động tìm kiếm thăm dò rồi sẽ hạch toán sau. Tuy nhiên, hiện nay tất nguồn thu sẽ phải nộp vào ngân sách, sau đó ngân sách sẽ trích lại để đầu tư cho ngành dầu khí. Cơ chế này đang khiến cho việc tái đầu tư bị chậm trễ và khó khăn nên vốn cho tìm kiếm thăm dò sụt giảm mạnh trong những năm qua, trong đó giai đoạn 2016 – 2020 chỉ bằng 28 – 30% so với giai đoạn 2011 – 2015.

Theo Hội Dầu khí Việt Nam, do thiếu vốn cho tìm kiếm thăm dò, ngành dầu khí đang đối mặt với tình trạng “tiêu lạm vào dự trữ”. Trong khi đó, Luật Dầu khí và các điều khoản trong Hợp đồng (mẫu) phân chia sản phẩm không còn phù hợp và không khuyến khích đầu tư vào các mỏ nhỏ, mỏ cận biên và các mỏ đang ở thời kỳ khai thác tận thu. Vì vậy, Chính phủ cần sớm xây dựng cơ chế phù hợp để tái đầu tư cho tìm kiếm thăm dò, gia tăng trữ lượng cũng như thu hút nhà đầu tư vào hoạt động nhiều rủi ro này.

Bên cạnh đó, trong ngắn hạn và trung hạn, Hội Dầu khí Việt Nam kiến nghị Chính phủ sớm xử lý các vướng mắc liên quan đến 2 dự án trọng điểm về dầu khí là dự án khí lô B và Cá Voi Xanh để hai mỏ này có thể đưa vào khai thác theo kế hoạch; sớm phê duyệt cơ chế hoạt động cho lô dầu khí 01/97&02/97 và điều kiện hợp đồng cho lô dầu khí 01/17&02/17 để có thể tiếp tục đầu tư gia tăng sản lượng.

Hội Dầu khí Việt Nam cũng kiến nghị thay đổi các điều kiện phân chia giữa Nhà nước và nhà thầu để đưa vào phục vụ những phát hiện có hiệu quả kinh tế cận biên; phân cấp cho PVN phê duyệt một số thay đổi kỹ thuật so với kế hoạch phát triển mỏ đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.

Ngoài ra, với việc huy động khí cho điện giảm sút mạnh như hiện nay đang ảnh hưởng đến việc phát triển các mỏ khí, dự án nhập khẩu khí tự nhiên hóa lỏng LNG và chiến lược phát triển điện khí quốc gia đã được thông qua, cam kết bao tiêu khí dài hạn cần được thực hiện nghiêm túc để có thể phát triển các mỏ khí mới.